装机底部已现 2018年风电新增装机或将迎来反转！

由于三北红六省禁装，以及风电新增装机向中东部转移过程中，风电建设周期拖长，新增装机的释放节奏被打乱，导致2017年风电新增装机或将在2016年下滑之后继续下滑。

 

 

1、2017年，国内弃风限电明显改善，根据1-11月的风电利用小时数，我们预计三北红六省中的四个省份有望解禁；

 

2、2018年是风电建设区域转移的第三年，中东部地区风电建设已经开始迈入常态化，建设周期拉长的影响或将被消化；

 

3、分散式风电建设拉开序幕，海上风电总核准量达到3.98GW，这些将成为行业新的增长点。

 

在以上因素的作用下，2018年风电新增装机或将迎来反转。与此同时，目前国内核准未建风电项目达到115GW，根据国家能源局的风电电价调整方案，上述项目均需要在2020年前开工，因此2018-2020年风电装机有望持续增长。

 

 

 

2016-2017年我国风电新增并网容量连续两年下滑。受2015年抢装回调的影响，2016年风电新增并网容量降为19.3GW，同比降低41.5%。进入2017年以来，风电行业持续低迷，前三季度风电新增并网容量9.70GW，同比降低3.0%，虽然全年的数据还没有公布，但我们预计2017年风电新增并网容量会低于2016年。这表明从2016年开始，我国风电新增并网容量连续两年下滑，从后面的讨论可知，这是产业内部结构调整造成的，并不是行业整体走向低谷。

 

 

在煤价高企、政策多管齐下的背景下，弃风限电改善有望成为全年主题。2016年在煤炭去产能的压力下，地方政府为了保煤矿，火电的上网权重有所增加，加之2016年用电量增速趋缓，新能源消纳承压，弃风现象严重。而2017年以来，弃风持续改善，1-9月弃风率同比下降7PCT，我们认为，煤价高企和政策密集出台是今年弃风明显改善的主要原因：

 

（1）、2017年以来，煤炭价格维持高位，地方政府保煤矿压力减小；

 

（2）、能源局出台了风电的红色预警机制，地方政府，特别是弃风率高的三北地区，为了建设能源大省，需要着力解决风电的消纳问题，以获得风电项目的核准，地方政府解决消纳问题的主动性大幅提升；

 

（3）、煤炭价格高企，导致火力发电成本增加，经济性下滑，火电的竞争性变差，风电等新能源发电经济性凸显，今年以来风电已成为大型发电企业的主要利润贡献点，利好风电的消纳；

 

（4）、国家密集出台多项政策来改善风电等新能源的消纳问题，主要包括解决补贴问题的绿色电力证书政策、解决“重建轻用”问题的分布式发电直接交易政策、解决风光上网调峰问题的火电厂灵活改性政策、解决北方地区冬季弃风弃光严重的可再生能源清洁取暖的政策。

 

在煤价高企、政策多管齐下的背景下，2017年前三季度，全国风电利用小时数1386小时，同比增加135小时，弃风率为12%，同比降低7PCT，弃风限电改善明显，并有望成全年主题。

 

 

我们预计三北红六省明年有四个省份或将解禁。在弃风限电改善背景下，结合红六省1-11月的利用小时数、前三季度的弃风率数据以及风电预警政策（国能新能[2016]196号），我们判断2018年吉林、黑龙江、宁夏、内蒙古有望解禁，甘肃和新疆或继续维持红色预警。

 

 

三北地区风电收益率高、同时工程建设条件相对容易，一旦三北红六省解禁，风电投资或将再度放量。经我们测算，如果不发生弃风限电的现象，无论是2016年电价标准还是2018年电价标准，收益率的顺序都是I>II>III>IV，这表明三北地区（I、II、III类资源区）的收益率要好于中东部地区（IV类资源区）。如果考虑2017年1-9月的弃风情况，I、II、III类资源区的IRR也处于9.33%-10.16%之间，投资收益具有吸引力。此外，由于三北地区地广人稀、土地相对平坦，有利于风电场建设施工，所以，一旦三北红六省解禁出来，该区域的风电投资或将再度放量。这里值得注意的是，在现有投资成本不变的情况下，当电价下调到2018年的电价水平时，I、II、III、IV类资源区收益率分别降低4.26-5.06PCT、2.82-3.25PCT、2.58-2.81PCT、1.40-1.46PCT，电价下调对I类资源区收益率影响较大，但如果不存在弃风现象的话，四类资源区内风电项目的投资收益率都依旧具有吸引力。